1) CARACTÉRISTIQUES/ EFFETS DU GAZ NATUREL ET DU GAZ NATUREL LIQUÉFIÉ
Caractéristiques Commentaire Référence
Température cryogénique
Le LNG peut causer des engelures par contact direct à cause de sa très basse température (-160 °C).
Un bref contact est sans danger, mais un contact prolongé entraînerait des engelures sévères.
Certains métaux se fragilisent et craquent au contact du GNL.
Fiche signalétique "El Paso Energy"
Californie, 2003, p. 2
Inflammabilité Le GNL n'est pas inflammable ni explosif
Le gaz naturel (vapeur du GNL) est inflammable s'il y a une source d'inflammation et si sa concentration est entre 5 % et 15 % en volume en mélange avec l'air.
Le gaz naturel (vapeur du GNL) est explosif en milieu confiné. Un confinement est nécessaire pour que le gaz naturel demeure à l'intérieur de ses limites d'inflammabilité.
À l'air libre, le gaz naturel, plus léger que l'air, se disperse rapidement.
La limite inférieure étant 5 %, un nuage inflammable se situe à l'intérieur du nuage visible.
Lloyds, 2001.
Codification NFPA 1 - 4 - 0 (Santé - inflammabilité - réactivité) Fiche signalétique "El Paso Energy"
Asphyxiant simple.
Non toxique ou irritant.
La présence de gaz naturel dans l'air peut asphyxier à cause de la diminution de la quantité d'oxygène présente, nécessaire à la vie humaine.
La vapeur s'évaporant d'une flaque de GNL peut prendre feu;
radiations thermiques très intenses, plus chaud et rapide qu'un feu d'essence; impact thermique loin du feu. Impact de la chaleur sur l'environnement.
Le feu ne peut pas être éteint, le GNL doit se tarir.
Le feu de nappe s'étirerait avec la nappe de GNL, évidemment plus rapidement et loin sur l'eau que le sol.
Un feu de nappe sur l'eau est, selon plusieurs, le plus grand danger lié au GNL car l'évaporation est plus rapide; l'eau est une source de chaleur.
Pas de résidu toxique car le GNL brûle sans résidu.
Californie, 2003, p. 2 US Congress, 2005, p.
CRS-5
Nuage de gaz Un nuage allumé serait très dangereux car la radiation thermique serait très intense. Il pourrait y avoir retour de flamme vers la nappe de GNL et créer ainsi un feu de nappe.
En théorie, le GNL déversé sur l'eau s'évaporerait instantanément et formerait une explosion sans flamme, mais dans les faits la transition ne serait pas violente.
Nuage de gaz non toxique, mais asphyxiant.
Californie, 2003, p. 2 US Congress, 2005, p. CRS-6
Caractéristiques Commentaire Référence
Près du sol, ce nuage pourrait être froid, mais s'élèverait à mesure de son réchauffement, diminuant ainsi les dangers pour les humains.
Pas de résidu toxique car le GNL s'évapore entièrement.
Par contact direct Le contact de GNL peut entraîner des engelures ou des bris d'équipements par fragilisation causée par le froid. Impact du froid par contact sur l'environnement.
Ces impacts demeureraient limités puisqu'un déversement majeur risque plutôt de causer un feu.
US Congress, 2005, p. CRS-6
Californie, 2003. Liquified Natural Gas, in California, History, Risks, and Siting, juillet 2003.
Lloyds, 2001. Major Disaster Planning - Understanding and managing your risk, résumé de l'étude de Lloyd's, Fourth National Harbor Safety Committee Conference report, 3-5 mars 2002.
US Congress, 2005. Liquified Naturel Gas (LNG) Import Terminals : Siting, Safety and Regulation, CRS Report for Congress, Updated april 20, 2005.
2) HISTORIQUE DES ACCIDENTS SELON L’ANALYSE DE RISQUES DE L’INITIATEUR
L’analyse de risques d’accidents technologiques recense cinq accidents avec décès durant les 65 années de production et l’utilisation du GNL. Selon l’initiateur la probabilité qu'un accident lié au GNL, tel que ceux décrits ci-dessus, se produise au terminal d'Énergie Cacouna est très faible, compte tenu des standards de construction et des mesures de sécurité actuelles. Certains accidents se rapportent à la composante de production du GNL qui n’est pas utilisée dans le projet d’Énergie Cacouna.
Tableau 1 : Historique des accidents liés au GNL (tiré de l’étude d’impact)
Endroit Description de l’accident
1. Cleveland, Ohio, 1944
Cet accident s’est produit dans une installation d’écrêtement de la demande de pointe en 1944. Cet accident s’est révélé être le pire accident associé au GNL et le seul à impliquer une installation de GNL ayant touché la population. Il a été causé par une défectuosité du réservoir qui avait été construit avec un acier déficient. Peu après le remplissage du réservoir avec du GNL, le métal s’était fissuré, ce qui a entraîné une fuite de GNL. Sans installations de confinement secondaires, les vapeurs de gaz naturel se sont répandues dans un égout pluvial et se sont enflammées. Puisque le gaz naturel était confiné dans les égouts, une explosion causée par l'accumulation de pression s'est produite, provoquant des morts et des blessures parmi les résidants du quartier. Les normes de sécurité et la conception des réservoirs modernes empêchent maintenant ce type de situation de se produire puisque le type d’acier est contrôlé et la présence d’un système de confinement est exigée. Aucun incident du genre n’a eu lieu au cours des 60 dernières années.
2. Raunheim, Allemagne, 1966
Un échappement important de GNL en provenance du vaporisateur a formé un nuage de vapeur peu élevé qui s’est par la suite enflammé, provoquant 3 décès et 83 cas de blessures.
3. Staten Island, New York, 1973
Alors qu’un réservoir avait été mis hors service pour le nettoyage, les vapeurs du liquide de nettoyage se sont enflammées et ont entraîné l’effondrement de la toiture, provoquant 40 décès des travailleurs se trouvant dans le réservoir. Bien que l’accident se soit produit dans une installation de GNL, les autorités chargées de l’enquête ont statué qu’il s’agissait d’un accident de la construction non relié à l'utilisation du réservoir.
4. Cove Point, Maryland, 1979
Du GNL a fui d'un joint électrique inadéquat sur une pompe et s'est répandu dans un conduit souterrain jusqu'à une sous-station située 60 m plus loin, où les vapeurs se sont enflammées. Les vapeurs confinées, en brûlant, ont fait monter la pression dans la sous-station, provoquant une explosion. Il y a eu un décès et plusieurs blessés graves.
La sous-station n’avait pas été pourvue d’équipement de détection de gaz qui est la norme dans les installations de GNL d’aujourd’hui.
5. Skikda, Algérie, 2004
Une chaudière à vapeur qui faisait partie d'une usine de liquéfaction de GNL a explosé et déclenché une deuxième explosion plus puissante d'un nuage de vapeur. Les explosions et l'incendie ont détruit une partie de l'usine de GNL et des dommages matériels à l'extérieur du périmètre de l'usine. L’incident de Skikda aurait entraîné 27 décès et plusieurs blessés graves. Il est à noter que ce type de technologie n’est pas utilisé dans le présent projet.
3) MÉTHODOLOGIE DE L’ANALYSE DE RISQUES D’ACCIDENTS TECHNOLOGIQUES RÉALISÉE PAR DET NORSKE VERITAS
L’analyse de risques est basée sur plusieurs banques de données portant sur les accidents maritimes et industriels. Ces banques couvrent les 45 ans d’exploitation de l’industrie maritime du GNL qui comporte environ 40 000 voyages de méthaniers couvrant plus de 100 millions de kilomètres. On y constate deux échouements importants en mer mais, qui n’ont pas subit de perte de cargaison de GNL. Les deux échouements importants impliquaient le El Paso Kaiser (1979) et le LNG Taurus (1979).
Les banques consultées couvrent également 65 ans d’utilisation du GNL. On y recense 40 terminaux de regazéification dont 4 en Amérique du Nord qui se trouvent en Géorgie, en Louisiane, au Maryland et au Massachusetts. Il y a en Amérique du Nord plus d'une centaine d'installations de stockage de GNL qui assurent l'alimentation continue en gaz dans les réseaux pendant les saisons de demande de pointe. Ces stations liquéfient le gaz naturel en période de faible demande pour le stocker sous forme de GNL et le gazéifier pour le rendre disponible en période de pointe. Gaz Métro exploite ce genre de stations à Montréal depuis les années 1970.
L’initiateur recense également 17 terminaux de liquéfaction de GNL, dont un en Alaska.
La méthode d'évaluation du risque comporte quatre étapes. La première consiste à identifier les dangers. Des scénarios d'accidents avec risque potentiel pour la population ou les travailleurs sont élaborés à partir des dangers identifiés. Les deuxième et troisième étapes visent à soumettre les scénarios d'accidents à des évaluations de la fréquence et des conséquences. Le risque de chaque scénario est ensuite estimé à la quatrième étape en multipliant la fréquence et les conséquences. L’évaluation de l’ensemble des scénarios permet d’identifier les scénarios de pire éventualité qui seront utilisés pour l’élaboration du plan d’urgence.
Étape 1 : Identification des dangers et définition des scénarios
DNV a déterminé les dangers relatifs au projet en analysant plusieurs évaluations du risque réalisées pour d'autres terminaux de GNL ailleurs dans le monde, en interrogeant des bases de données d'accidents pour inclure une expérience historique et en réalisant un atelier d'identification des dangers spécifiques au projet (HAZID) par un comité d’experts. L’initiateur explique qu’une approche structurée a été utilisée pour identifier des dangers potentiels. Ceux-ci ont été appliqués à chaque noeud de l'organigramme du procédé pour les installations terrestres et maritimes du terminal. Cent trente-trois scénarios d’accidents ont été déterminés à cette étape.
Ces derniers se regroupent en quatre grandes catégories, soit les scénarios impliquant des méthaniers, les scénarios relatifs aux opérations de déchargement, les scénarios impliquant des réservoirs de stockage et les scénarios impliquant l'équipement de traitement du terminal.
Étape 2 : Évaluation des fréquences d’occurrence des scénarios
Au cours de cette étape, les scénarios d'accidents identifiés à l’étape 1 sont soumis à une évaluation de la fréquence de leur occurrence. Diverses méthodologies ont été utilisées par DNV pour les différents scénarios. Les fréquences des défaillances générales ont été basées sur une revue de la littérature spécialisée et ont été ajustées selon les caractéristiques du projet à l’étude.
Les éléments déclencheurs, identifiés dans le module HAZID dont notamment, les effets de la glace, du froid, d'une faible visibilité et de l'activité sismique dans la zone, ont été particulièrement considérés pour déterminer les fréquences d’occurrence spécifiques au projet.
DNV a également incorporé dans cette analyse, les mesures d’atténuation spécifiques relatives à la zone, comme la présence de système de détection des incendies et du gaz, les protections passives, les systèmes déluges et le confinement des déversements.
Les éléments déclencheurs utilisés pour les scénarios impliquant les méthaniers sont une collision de navires, une collision avec la jetée, une collision d’un navire sur le méthanier amarré et une défaillance de l'amarrage. Les collisions de navires ont été modélisées à l'aide d'arbres d'événements qui tiennent compte d'effets spécifiques au projet comme la distance des voies de navigation. La fréquence des échouages de navires a été évaluée à l'aide de la même méthodologie que celle utilisée pour les collisions de navires. Dans le cas de l'équipement terrestre, des navires et du réseau de canalisations, les fréquences des fuites ont été évaluées à l'aide du logiciel de base de données de fuites d'équipement LEAK conçu et géré par DNV. La fréquence de référence des fuites par les connexions entre le méthanier et le rivage inclut les fuites des bras de déchargement, des déconnexions rapides en cas d'urgence et de l'équipement des méthaniers, comme les canalisations, les pompes, les vannes et les brides.
La fréquence d’occurrence concernant les scénarios avec les réservoirs de stockage prend en compte le type d’équipement choisi, soit un réservoir à intégrité totale. Ainsi, les fuites de la paroi interne sont habituellement contenues et seules des défaillances communes aux deux parois comme par exemple, suite à un impact, conduisent à des fuites extérieures.
La détermination des fréquences d’occurrence des scénarios impliquant l'équipement de traitement du terminal prend en compte les fréquences de fuites des conduites cryogéniques, des cuves de traitement d'hydrocarbures, des compresseurs, des pompes et de l’échangeur du vaporisateur.
Étape 3 : Évaluation des conséquences
Les scénarios d'accidents identifiés à l’étape 1 ont été soumis à une estimation des conséquences à l’aide des logiciels SAFETI et PHAST. Ces deux logiciels sont conçus et gérés par DNV et servent à évaluer les conséquences de fuites de gaz, d'incendies, d'explosions, de la toxicité du gaz et d'autres dangers liés au procédé. Ces logiciels permettent de combiner les scénarios à des variables représentatives de l’environnement du site, comme la force et la direction du vent. La pire éventualité est envisagée pour chaque scénario, lorsque les variables sont réunies de la façon la plus défavorable. Tous les impacts potentiels sont calculés et combinés à la fréquence d'occurrence pour déterminer le risque de chaque scénario.
Les conséquences des collisions de navires ont été déterminées à l’aide d’un modèle d’étalement des conséquences qui prend en compte un ensemble de paramètres dont notamment la vitesse, le déplacement et la configuration de proue du navire causant l'impact, l'angle de l'impact, le type de méthanier et la technique d'accostage. La résistance à la collision du méthanier a été basée sur des études historiques réalisées par DNV (DNV, 2004).
Étape 4 : Évaluation du risque
À cette étape de l’analyse, les résultats de la fréquence et des conséquences ont été combinés pour évaluer le risque individuel, le risque sociétal et le classement du risque en vue de prioriser les mesures d'atténuation. Tous les impacts potentiels sont calculés et combinés à la fréquence d'occurrence pour déterminer le risque de chaque scénario.
4) SCÉNARIO DE PIRES CONSÉQUENCES (TIRÉ DE L’ÉTUDE D’IMPACT ET DE ÉNERGIE
CACOUNA,2007C)
Feu en nappe retardé provenant du réservoir d’un méthanier
A la suite d’un impact majeur créant une brèche de 1380 mm sur un méthanier amarré, le GNL d’un réservoir du méthanier se déverse dans le fleuve Saint-Laurent créant une nappe de surface de 185 m de rayon qui s'évapore en 20 minutes. Si le nuage de vapeur s'enflamme, une gerbe de feu à combustion lente pourrait s'étendre jusqu'à une distance de 1825 m du méthanier. Si la nappe s'enflamme, l’incendie qui en résulterait provoquerait une radiation thermique de 37,5 kW/m² à une distance de 485 m du méthanier.
Tirée de Énergie Cacouna, 2007 Diamètre du trou : 1380 mm
Débit de fuite : 8820 kg/s
Stocks : 10 000 000 kg (216 000 m³ divisés par le contenu de 5 réservoirs divisés par 2 pour fuite au-dessus de la ligne de flottaison)
Durée de la fuite : 15 minutes Surface de dispersion : Eaux libres Retenue : Aucune
Comportements possibles de la fuite :
• le GNL s'évapore en 20 minutes et se dilue dans l’atmosphère;
• le gaz s'enflamme, provoquant un feu en nappe (qui dure jusqu'au moment où il est éteint ou jusqu'à épuisement du combustible);
• le GNL s'évapore et le nuage de GNL résultant s'enflamme, provoquant une gerbe de feu entre le méthanier et la distance correspondant à la limite d'inflammabilité inférieure.
Rayon de la nappe : 185 m
Durée de conservation de la nappe : 20 minutes Rayonnement thermique :
Seul scénario dont l’ampleur des conséquences dépasse significativement la limite de propriété du terminal.
Fréquence d’occurrence : 3,8 x 10-8 /années
La fréquence cumulée des accidents impliquant un méthanier quelconque en service est extrêmement faible (inférieure à une par trois millions d'années).
Scénario 2 : Opération de déchargement
de 37,5 kW/m² à une distance e 90 m de la zone de rétention.
À la suite d’un bris d’une conduite de déchargement, le GNL se déverse dans la zone de rétention où il forme une nappe d'un rayon de 25 m, puis s'évapore en 60 minutes. Si le nuage de vapeur s'enflamme, une gerbe de feu pourrait s'étendre jusqu'à une distance
Rétention : Goulotte et cuvette d'assèchement le long de la jetée d'accès sur ch
s'évapore et le nuage de GNL résultant s'enflamme, provoquant une nappe (qui dure jusqu'au moment où il est éteint ou
ayon de la nappe : 25 m
urée de conservation de la nappe : 60 minutes ayonnement thermique
fréquence cumulée estimée des fuites importantes est trè ible (inférieure à une par 10 000 ans).
Scénario 3 : Fuite du réservoir de stockage
Le bris de premier réservoir conduit au confinement de tout le contenu du réservoir de stockage dans le deuxième réservoir de stockage en béton. Le toit est supposé faire défaut, le GNL est déversé dans le deuxième réservoir où il couvre un rayon de 45 m (hauteur de rétention de 30 m).
Par conséquent, le GNL est confiné, mais la vapeur émise se déplace vers l’extérieur.
Si le nuage de vapeur s'enflamme, une gerbe de feu pourrait s'étendre jusqu'à une distance maximale de 130 m du réservoir.
Si la nappe s'enflamme, l'incendie
Volume du réservoir : 160 000 m3
Niveau de remplissage du réservoir : 100
%
Masse en stock : 75 200 000 kg Rétention : Confinement intégral
aux de vaporisation de la nappe : 110
•
•
source de la fuite et la
•
nappe (qui dure jusqu'au moment où il est éteint ou jusqu'à épuisement du combustible).
s'évapore et le nuage de GNL résultant s'enflamme, provoquant une gerbe de
ayon de la nappe : 45 m (rayon du réservoir externe) urée de conservation de la nappe : 1 semaine ayonnement thermique :
Distance à 37,5 kW/m² : Valeur non atteinte Distance à 12,5 kW/m² : Valeur non atteinte Distance à 5 kW/m² : 125 m
Distance à 3 kW/m² : 245 m fet sur la falaise (élévation de 30 m) ayonnement thermique
fréquence cumulée estimée des fuites importantes est s faible (inférieure à une par 50 000 ans).
Scénario 4 : Équipement de traitement du GNL
La pire des fuites de ces équipements correspond au scénario d’une fuite impliquant le condenseur et la pompe d'expédition de GNL. Étant dans la zone de confinement, le GNL se déversera dans la zone de rétention pendant 10 minutes où il forme une nappe d'un rayon de 39 m, puis s'évapore en 45 minutes.
Si le nuage de vapeur s'enflamme, une gerbe de feu pourrait s'étendre jusqu'à une distance de 240 m de la zone de rétention. Si la nappe s'enflamme, l'incendie provoquerait une radiation thermique de 37,5 kW/m² à une distance de 130 m de la zone de rétention.
Rétention : Pente et cuvette d'assèchement dans la
urée de conservation de la nappe : 45 minutes ayonnement thermique
fréquence cumulée estimée des fuites importantes est ible (inférieure à une par 400 ans).
4) PROGRAMME DE GESTION DU RISQUE
Dans son étude d’impact, l’initiateur propose d’adopter un programme de gestion du risque dont l’objectif principal est d’atténuer les risques aux niveaux les plus bas réalisables tout au long de la durée de vie de son projet. Le principe poursuivi est d’identifier les risques et mesures d’atténuation correspondantes aussitôt que possible dans le déroulement du projet afin de maximiser la capacité de mettre ces mesures en œuvre avec un effort raisonnable. Ce principe de gestion concorde avec la directive du ministre à l’effet de réaliser une analyse de risques dès l’étape de la conception du projet afin d’y intégrer les mesures visant à réduire le risque (marge de recul, type de réservoir, confinement des canalisations). Le programme de gestion du risque comprend notamment les éléments suivants :
• évaluations des risques;
• ateliers sur l'atténuation du risque;
• revues de sécurité technique;
• revues des procédures d'exploitation;
• gestion des entrepreneurs;
• revues de sécurité avant mise en service;
• politiques d'intégrité mécanique et revues de procédures;
• gestion du changement;
• vérifications relatives à la gestion du risque;
• analyses d'intégrité de la sécurité;
• analyses des modes de défaillance et de leurs effets (FMEA);
• analyses et revues des facteurs humains;
• analyses d'hygiène industrielle;
• analyses et planification des interventions en cas d’urgence;
• analyses de sécurité des pratiques de travail.
Afin de s’assurer de la mise en place de ce programme, l’initiateur s’engage à nommer un gestionnaire dédié à la gestion du risque avec la responsabilité de mener le processus de gestion du risque tout au long des différentes phases de projet. Un registre des risques sera également tenu à jour afin d’assurer le suivi des risques identifiés et des actions pertinentes prises en rapport à ces derniers.
Annexe 4 : Extrait de l’analyse du paysage réalisée dans le cadre de l’étude d’impact